IAPG Jornadas de campos maduros de gas Desafíos para el Fracturamiento Hidráulico y la Completación de Pozos Gasíferos en el Yacimiento Centenario.

IAPG Jornadas de campos maduros de gas Desafíos para el Fracturamiento Hidráulico y la Completación de Pozos Gasíferos en el Yacimiento Centenario. Diego Glaz Santiago Pérez Millán Septiembre 2015

Desafíos para el Fracturamiento Hidráulico y la Completación de Pozos Gasíferos en el Yacimiento Centenario. Introducción Desafíos Diseño de Fracturas Fluidos de Fractura Aspectos Operativos Reducción de Costos Temas en discusión

Introducción Yacimiento Centenario Campo maduro de petróleo y gas Perforación de gas Proyecto SIDUS Pozos infill multiobjetivo Estimulación de capas con presiones originales de pobres características petrofísicas que no han sido objetivo en desarrollos anteriores Cercanía con capas depletadas por la producción de pozos adyacentes Molles Lajas Quintuco Conglomerados y Areniscas/conglomerados Areniscas y pelitas Tipo de Roca conglomerádicas Calizas/dolomías Espesor Útil Total (m) 60-150 40-150 4-10 Porosidad (%) 9 12 15 Permeabilidad (md) <0,1 5/10 1 SW (%) 30 35 24 P de Reservorio (kg/cm2) 80/330 60/210 160/220 Profundidad de la Fm. (mbbp) 2200/3200 1900/2500 1600/1900 Etapas de fractura promedio 3-5 3 2 Arena Natural 30/50 + Tipo de Agente de Sostén Cerámico 20/40 Cerámico 16/30 Cerámico 16/30 Cantidad de Agente de Sostén (sk/m net pay) 100 50 60 Concentración Máxima en fondo (ppa) 6 8 8 Tipo de fluido de fractura SW + Gel 20#/Mgal SW + Gel 20#/Mgal Gel 20#/Mgal Cantidad de fluido de fractura (m3/sk) 0,28 0,17 0,22 Caudal (bpm) 15-40 25-35 15-30 Costo (USD/sk) 135 115 120

Desafíos Estimular zonas con presión original intercaladas entre capas depletadas El objetivo es estimular sólo la zona de interés, ya que cualquier comunicación de la misma con una zona de presión poral cercana a la presión dinámica de fondo limitará o anulará su producción posterior. CONTROL DE LA GEOMETRÍA DE FRACTURA. Estimular zonas de pobres características petrofísicas En este tipo de formaciones se dificulta la remoción del daño que provocan los fluidos de estimulación en la formación. MINIMZAR EL DAÑO A FORMACIÓN Estimular zonas de baja presión poral En estos casos la presión poral es suficiente para que la zona pueda producir pero no para que se produzca una correcta limpieza del fluido de fractura. MEJORAR LA LIMPIEZA POST FRACTURA.

Desafíos Economicidad del proyecto La completación de un pozo de gas en centenario representa el 50% del presupuesto del mismo, entre un 35 y un 50% de lo cual corresponde a la estimulación. Es vital el control de los costos para asegurar la rentabilidad del proyecto. REDUCCIÓN DE COSTOS. SUPERAR OBSTÁCULOS OPERATIVOS. Retroalimentación del proceso Es fundamental el monitoreo de la evolución de la producción del pozo para evaluar el éxito de las técnicas apliadas. MEDIR RESULTADOS.

Diseño de fracturas Simulación Se hace foco en la contención de la fractura dentro de la zona de interés Resulta clave la buena estimación de la geomecánica del pozo: Obtención de datos de DPS de pozos cercanos. Correlación de propiedades mecánicas Soporte de Geología. Datos de presiones porales - RFT. ZONA DE INTERÉS ZONA DEPLETADA ZONA DE INTERÉS ZONA DEPLETADA CONTROL DE LA GEOMETRÍA DE FRACTURA

Diseño de fracturas Tipo de fluido y porcentaje de PAD Bombeo de diagnóstico previo a cada fractura para determinar eficiencia de fluido. Altas eficiencias: Slickwater o Gel Lineal, 10 a 25% PAD. Bajas eficiencias: Gel Activado, 25-40% PAD. Se observa que en el último año se ha reducido significativamente el promedio del porcentaje de PAD utilizado en las fracturas de pozos de gas del yacimiento, sin que esto generara arenamientos a causa de esta reducción. CONTROL DE LA GEOMETRÍA DE FRACTURA MINIMIZACIÓN DEL DAÑO A FORMACIÓN REDUCCIÓN DE COSTOS

Fluidos de fractura Utilización de carga polimérica mínima Ensayos de fluído para las condiciones de cada zona a estimular, con el fin de garatizar la utilización de la menor carga polimérica que cumpla con los parámetros requeridos de transporte. MINIMIZACIÓN DEL DAÑO A FORMACIÓN CONTROL DE LA GEOMETRÍA DE FRACTURA

Fluidos de fractura Utilización de fluidos nitrificados Se bombea N2 en superficie junto con el fluido de fractura con hasta un 30% de calidad y hasta 10.000 scfm. Se aplica en zonas con Pporal < 200 Kgr/cm2. Ventajas: Reduce la cantidad de fluido líquido inyectado. Aumenta la saturación de gas en la fractura y la zona invadida, mejorando su permeabilidad relativa. Provee de energía adicional al reservorio para la expulsión del fluido de fractura durante el flowback. Inconvenientes: Mayor complejidad operativa. Mayor incertidumbre en el caudal de fondo (crítico en desplazamientos). Mayores presiones de superficie. Mayor costo.

Fluidos de fractura Utilización de fluidos nitrificados Resultados Se utilizó fluido nitrificado en las etapas 3 a 7 del pozo que se muestra a continuación. Se agregaron trazadores químicos para la discriminación por etapa de fractura del agua de retorno, los cuales recién pudieron muestrearse en el ensayo post limpieza: MINIMIZACIÓN DEL DAÑO A FORMACIÓN MEJORAR LA LIMPIEZA POST FRACTURA MEDIR RESULTADOS

Aspectos Operativos Técnica de cierre forzado Apertura del pozo inmediatamente después de finalizado el bombeo para acelerar el cierre de la fractura y evitar el decantamiento del agente de sostén en la misma. Se recuperan 60 bbls a 0,5 bpm. Util para formaciones con alta eficiencia de fluido y cuando se utilizan fluidos de baja carga polimérica. Requiere mayor tiempo entre fracturas (espera de decantamiento de arena luego del mismo). Puede producir retorno de arena al pozo. Se realiza un flowback al final del día para poder realizar dos etapas durante luz diurna. Se aplica desde principios de 2015. CONTROL DE LA GEOMETRÍA DE FRACTURA

Aspectos Operativos Técnica de cierre forzado UTILIZACIÓN DE FRAC-PLUGS Permiten fluir más de una etapa a la vez, al aislarlas con tapones con bola que impiden el flujo descendente pero que permiten el flujo ascendente. Útil para la aplicación de cierre forzado sin que el mismo interfiera con los tiempos de completación, al permitir realizar el cierre forzado de dos o más etapas al mismo tiempo (requiere que el cierre de la fractura se de en un tiempo mayor al transcurrido entre la primera etapa y el cierre forzado). Muestreo del flowback luego de la última etapa en un pozo trazado, antes de la limpieza: SUPERAR OBSTÁCULOS OPERATIVOS

Aspectos Operativos Desplazamientos Mínimo o nulo subdesplazamiento (<1 bbl) para evitar que la zona a estimular posteriormente quede tapada con arena. Desplazamiento por by-pass de batea de blender o corte de tornillos para minimizar la cantidad de arena remanente entre concentración máxima y concentración cero. Aplicación de cierre forzado en caso de sobredesplazamiento accidental. Utilización de ruptor vivo durante últimos barriles de bombeo de arena e inicio de desplazamiento para acelerar la ruptura del gel (< 1 hora) para evitar que quede arena en suspensión durante la bajada del tren plug&perf de la etapa siguiente. Verificación en campo con muestra en baño maría. Desplazamientos con Nitrógeno: Cálculo en tiempo real por software del volumen desplazado en función de la presión de superficie y la estimación de la presión de fondo con ISIP ajustado en minifrac. Pequeño sobredesplazamiento luego recuperado con flowback. SUPERAR OBSTÁCULOS OPERATIVOS

Aspectos Operativos Supervisión en campo Presencia de un Ingeniero de Estimulación en el 100% de las fracturas hidráulicas. Permite: Aplicación de mejoras desarrolladas y propuestas en gabinete. Ajuste del diseño de fractura luego del bombeo de diagnóstico. Control de la carga polimérica del gel durante toda la operación. Control del correcto aditivado de productos. Toma de decisiones en tiempo real ante un desarrollo inesperado de la operación. Control en tiempo real del desempeño de la Cía. de Servicios..

Reducción de Costos Mejores acuerdos comerciales. Creación del departamento de estimulación para mayor control, supervisión y seguimiento de las actividades de fractura hidráulica. Diseño de programas de fractura. Logística de agente de sostén. Control de cantidad y calidad de fluidos. Logística de N2 para fracturas. Reducción de costos de fracturas con N2. Agente de sostén Compras locales uso de arenas naturales > Corrección en cálculos sobreestimados de resistencia a la compresión. Almacenamiento y transporte. Reducción de Costos de Estimulación 100% 87% Objetivo 69% 2014 2015 2016

Temas en discusión Efectos de la reducción del porcentaje de PAD sobre la producción Estudio estadístico en proceso. Efectividad del cierre forzado como técnica para mejorar la conectividad fractura pozo Poca historia. Punzar para estimular o punzar para producir Optimizar la posición y tamaño de los punzados para mejorar el inicio de las fracturas, puede generar problemas posteriores en la producción? Estudio en proceso. Incidencia en la producción del tiempo transcurrido entre fractura y limpieza de pozo, menor tiempo mayor producción??. Utilización del Data Mining como método de búsqueda de correlaciones entre la completación del pozo y la producción del mismo. A simple vista no se obtienen correlaciones directas claras. Es necesario profundizar el estudio utilizando métodos de análisis estadístico para agrupar datos y reducir las variables en juego, como por ejemplo, las características petrofísicas de los reservorios.

Temas en discusión Data Minig

Dudas, preguntas? MUCHAS GRACIAS!